RU2455448C2 - Method and device for hydraulic control of well rotor drilling systems - Google Patents
Method and device for hydraulic control of well rotor drilling systems Download PDFInfo
- Publication number
- RU2455448C2 RU2455448C2 RU2010126088/03A RU2010126088A RU2455448C2 RU 2455448 C2 RU2455448 C2 RU 2455448C2 RU 2010126088/03 A RU2010126088/03 A RU 2010126088/03A RU 2010126088 A RU2010126088 A RU 2010126088A RU 2455448 C2 RU2455448 C2 RU 2455448C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- layout
- drill string
- drill
- drill bit
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 172
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 52
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/065—Deflecting the direction of boreholes using oriented fluid jets
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Область техники изобретенияFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к способу и устройству направленного роторного бурения, конкретно к способу и устройству для перемещения бурового долота по необходимой траектории посредством избирательной регулировки расхода части потока бурового раствора через отверстия, размещенные вблизи корпуса бурового долота, для приложения бокового гидравлического усилия и минимизации контакта со стволом скважины механических направляющих. The present invention relates to a method and apparatus for directional rotary drilling, and specifically to a method and apparatus for moving a drill bit along a necessary path by selectively adjusting the flow rate of a portion of the drilling fluid through openings located near the drill bit body to apply lateral hydraulic force and minimize contact with the shaft mechanical guide wells.
Уровень техники изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
Во всех способах, известных заявителю, используют некоторые виды механического контакта со стволом скважины для получения управления направлением бурения бурильного инструмента или, как в варианте способов позиционирования долота, управление направлением бурения достигается смещением оси бурового долота на некоторый угол относительно остальной части бурильного инструмента. Давление бурового раствора, необходимое для создания потока бурового раствора через изменяющуюся геометрию (отверстия, изгибы, узкие проходы, напорные трубопроводы и т.д.), в общем описываемое как потеря давления, обычно считается отрицательным эффектом, изменяющим режимы потока, поскольку часто требует альтернативных технических условий. Аналогичные изменяющиеся режимы потока бурового раствора используют в описанном способе и устройстве для создания перепада давления между двумя сторонами бурильного инструмента и при этом создания необходимого бокового усилия на бурильном инструменте, используемого для управления инструментом для бурения в заданном направлении. Предпринимались попытки использования изменений направленных потоков бурового раствора, отличные от данного изобретения и не направленные на использование перепадов гидравлического давления вокруг бурильного инструмента, управляющих инструментом для бурения в предпочтительном направлении. Патент США №4836301, раскрывает пример данного типа систем направления бурового раствора, использующих изменение направления потока бурового раствора внутри бурильного инструмента для создания гидродинамической силы для отклонения оси бурового долота в заданном направлении с использованием способа управления и системы позиционирования долота.In all methods known to the applicant, some types of mechanical contact with the wellbore are used to obtain control of the direction of drilling of the drilling tool, or, as in the embodiment of the methods for positioning the bit, control of the direction of drilling is achieved by displacing the axis of the drill bit by a certain angle relative to the rest of the drilling tool. Mud pressure required to create mud flow through varying geometries (holes, bends, narrow passages, pressure pipes, etc.), generally described as pressure loss, is generally considered a negative effect that changes flow patterns because it often requires alternative technical conditions. Similar changing mud flow regimes are used in the described method and device to create a pressure differential between the two sides of the drilling tool and at the same time create the necessary lateral force on the drilling tool used to control the drilling tool in a given direction. Attempts have been made to use changes in the directional flow of the drilling fluid that are different from the present invention and are not aimed at the use of hydraulic pressure drops around the drilling tool, controlling the tool for drilling in the preferred direction. US patent No. 4836301, discloses an example of this type of mud guidance systems using a change in the direction of the mud flow inside the drilling tool to create hydrodynamic force to deflect the axis of the drill bit in a given direction using the control method and the bit positioning system.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Создан способ гидравлического управления направлением бурения бурового долота, содержащий установку углового направления от продольной оси компоновки низа бурильной колонны с буровым долотом и открытие одного или нескольких боковых отверстий на выбранном интервале для отвода бурового раствора от бурового долота для создания перемещающего гидравлического усилия в угловом направлении, противоположном угловому направлению, требуемому для продвижения вперед бурового долота к установленному направлению. Способ может дополнительно содержать регулировку зазора между дальним концом отверстий и втулкой карданного соединения для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении.A method has been created for hydraulic control of the direction of drilling a drill bit, comprising setting the angular direction from the longitudinal axis of the bottom layout of the drill string with the drill bit and opening one or more side holes at a selected interval to divert the drilling fluid from the drill bit to create a moving hydraulic force in the angular direction opposite the angular direction required to advance the drill bit toward the set direction. The method may further comprise adjusting the clearance between the distal end of the holes and the gimbal sleeve to increase the force exerted to move the bottom assembly of the drill string in the opposite direction.
Данный способ может дополнительно предусматривать определение направления для продвижения вперед бурового долота и направление потока бурового раствора из боковых отверстий к боковой поверхности ствола скважины способом, в настоящее время применяемым в программах направленного бурения.This method may further include determining a direction for advancing the drill bit and directing the flow of drilling fluid from the side holes to the side surface of the wellbore by the method currently used in directional drilling programs.
В случае, если используют устройство направленного бурения с позиционированием долота, данный способ может включать в себя определение направления для продвижения вперед бурового долота и направление потока бурового раствора из отверстий на втулку карданного соединения, соединенную с буровым долотом, для перемещения бурового долота в установленном направлении. Поскольку боковое гидравлическое усилие, прилагаемое потоком бурового раствора через боковые отверстия, является функцией расстояния от дальнего конца бокового отверстия до противоположной поверхности ствола скважины, данный способ может также содержать этапы регулировки зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины для увеличения гидравлических усилий, прикладываемых для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении, или отвода части бурового раствора через боковую отклоняющую опору роторной управляемой системы с буровым долотом для направления дополнительной силы на боковую стенку ствола скважины.In the case where a directional drilling device with a bit positioning is used, this method may include determining a direction for advancing the drill bit and directing the flow of drilling fluid from the openings to the cardan joint bushing connected to the drill bit to move the drill bit in the set direction. Since the lateral hydraulic force exerted by the mud flow through the side openings is a function of the distance from the far end of the side hole to the opposite surface of the wellbore, this method may also include the steps of adjusting the clearance between the far end of the side openings and the surface of the wellbore to increase the hydraulic forces applied to move the layout of the bottom of the drill string in the opposite direction, or drain part of the drilling fluid through the lateral sloping support rotary steerable drill bit system for extra strength direction of the sidewall of the wellbore.
Компоновка низа бурильной колонны для направленного бурения, используемая для осуществления способа данного изобретения, является компоновкой низа бурильной колонны, имеющей одно или несколько боковых отверстий, разнесенных по периметру окружности компоновки низа бурильной колонны, и клапаны включения для избирательного открытия и закрытия боковых отверстий для создания бокового гидравлического усилия на компоновке низа бурильной колонны для направленного бурения. Компоновка низа бурильной колонны может дополнительно содержать буровое долото и блок управления для регистрации и регулировки расхода бурового раствора через боковые отверстия, управляющего перемещением компоновки во время бурения. Управление можно осуществлять как с поверхности, со сбором и передачей данных, так и с использованием технологий автоматического управления направлением бурения на основе ввода данных от датчиков.The bottom hole drill string assembly used to implement the method of the present invention is a bottom drill string assembly having one or more side holes spaced around the circumference of the bottom hole string assembly and on valves for selectively opening and closing side holes to create a side hole hydraulic force on the layout of the bottom of the drill string for directional drilling. The layout of the bottom of the drill string may further comprise a drill bit and a control unit for recording and adjusting the flow rate of the drilling fluid through the side holes that controls the movement of the assembly during drilling. Management can be carried out both from the surface, with the collection and transmission of data, and using the technology of automatic control of the direction of drilling based on data input from sensors.
Компоновку низа бурильной колонны можно полностью разместить в блоке управления, размещенном вблизи забойного двигателя. Альтернативно, компоновку низа бурильной колонны можно адаптировать к стандартной компоновке бурения с приложением боковой нагрузки к долоту посредством выполнения отверстий в каждой отклоняющей опоре управления для избирательного принудительного бокового перемещения бурового раствора на ствол скважины, минимизируя, тем самым, износ на отклоняющих опорах с получением управления по направлению.The layout of the bottom of the drill string can be completely placed in the control unit, located near the downhole motor. Alternatively, the bottom of the drill string assembly can be adapted to a standard drilling layout with a lateral load applied to the bit by making holes in each deflection control support to selectively force lateral movement of the drilling fluid to the wellbore, thereby minimizing wear on the deflection supports to obtain control over direction.
Способ может дополнительно содержать отвод части бурового раствора через боковую отклоняющую опору роторной управляемой системы с буровым долотом для направления дополнительной силы на боковую стенку ствола скважины или отвод части бурового раствора через одно или несколько боковых отверстий для направления бурового долота и всей бурящей КНБК прямо вперед вдоль продольной оси КНБК. Данный способ можно дополнительно выполнять с использованием модуля/блока управления для измерения и обработки данных параметров бурения, направления и ориентации КНБК и использования данной информации для открытия и закрытия боковых отверстий с достижением необходимого направления бурения.The method may further comprise withdrawing a portion of the drilling fluid through a lateral deflecting support of the rotary controlled system with a drill bit to direct additional force to the side wall of the wellbore or withdrawing a portion of the drilling fluid through one or more side holes to direct the drill bit and the entire drilling BHA straight forward along the longitudinal BHA axis. This method can be additionally performed using a module / control unit for measuring and processing data of drilling parameters, direction and orientation of BHA and using this information to open and close side holes to achieve the desired direction of drilling.
Настоящее изобретение также включает в себя компоновку низа бурильной колонны для направленного бурения, содержащую: компоновку низа бурильной колонны, одно или несколько боковых отверстий, разнесенных по периметру окружности компоновки низа бурильной колонны, и клапаны включения для избирательного открытия и закрытия боковых отверстий для создания бокового гидравлического усилия на компоновке низа бурильной колонны. Данный вариант осуществления можно также реализовать с компоновкой низа бурильной колонны, содержащей буровое долото и блок управления, или с компоновкой низа бурильной колонны, содержащей блок управления, размещенный вблизи забойного двигателя, или с боковыми отверстиями, размещенными в корпусе бурового долота.The present invention also includes a bottom hole assembly for directional drilling, comprising: a bottom hole assembly, one or more side openings spaced around the circumference of the bottom hole assembly, and on valves for selectively opening and closing side holes to create a side hydraulic stress on the layout of the bottom of the drill string. This embodiment can also be implemented with a layout of the bottom of the drill string containing the drill bit and the control unit, or with a layout of the bottom of the drill string containing the control unit located near the downhole motor, or with side holes located in the body of the drill bit.
В устройстве данного варианта осуществления можно также выполнять боковые отверстия как в секции компоновки бурового долота с калибром, так и в отдельной секции КНБК между буровым долотом и блоком управления или в секции, составляющей интегральную часть блока управления. Кроме того, в данном устройстве можно выполнять боковые отверстия во втулке с карданным шарниром, соединенной с буровым долотом в бурильной компоновке с позиционированием долота, тем самым обеспечивая перемещение гидравлическим давлением втулки в необходимом направлении. Компоновка низа бурильной колонны для направленного бурения может содержать компоновку низа бурильной колонны с приложением боковой нагрузки на долото, в которой боковые отверстия находятся в отклоняющей опоре управления, или компоновка низа бурильной колонны может содержать механизм регулировки зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины или втулки с карданным шарниром для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки в противоположном направлении.In the device of this embodiment, it is also possible to make side holes both in the section for arranging the drill bit with caliber and in a separate section of the BHA between the drill bit and the control unit or in the section constituting the integral part of the control unit. In addition, in this device, you can make side holes in the sleeve with a universal joint connected to the drill bit in the drilling arrangement with the positioning of the bit, thereby ensuring the movement of the sleeve with hydraulic pressure in the desired direction. The bottom hole assembly for directional drilling may include a drill string bottom application with a lateral load on the bit in which the side holes are in the deflection control support, or the drill string assembly may include a mechanism for adjusting the clearance between the distal end of the side holes and the surface of the wellbore or bushings with cardan joint to increase the force applied to move the layout in the opposite direction.
Устройство компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения данного изобретения может также содержать компоновку низа бурильной колонны с механизмом для отвода части бурового раствора через боковые отверстия для направления бурового долота и всей бурящей КНБК прямо вперед вдоль продольной оси бурящей КНБК. Наконец, компоновка низа бурильной колонны данного изобретения может содержать модуль/блок управления для измерения и обработки данных параметров бурения, направления и ориентации КНБК, и использующий данную информацию для открытия и закрытия боковых отверстий для получения необходимого направления бурения. Возможны следующие преимущества предложенного способа и устройства бурильного инструмента управления направлением бурения.The bottom hole drill string arrangement of the present invention may also include a bottom drill string assembly with a mechanism for diverting part of the drilling fluid through the side openings to direct the drill bit and the entire drilling BHA straight forward along the longitudinal axis of the drilling BHA. Finally, the bottom hole assembly of the present invention may comprise a control module / unit for measuring and processing the drilling parameter data, direction and orientation of the BHA, and using this information to open and close the side holes to obtain the desired direction of drilling. The following advantages of the proposed method and device drilling tool control the direction of drilling.
Более простая конструкция инструмента - исключение многих частей, компоновочных узлов и процессов изготовления, таких как компоновочные узлы прижимных пластин, толкатели, отклоняющие опоры, поршни, тороидальный канал, твердосплавные наплавки, гайки и болты и другие части, в настоящее время необходимые для получения сил отталкивания всей компоновки, использующиеся для управления направлением бурения бурильных инструментов.A simpler tool design is the exclusion of many parts, assembly units, and manufacturing processes, such as pressure plate assembly units, pushers, deflecting bearings, pistons, a toroidal channel, carbide weld beads, nuts and bolts, and other parts currently needed to produce repulsive forces the entire layout used to control the direction of drilling of drilling tools.
Исключение или минимизация износа частей внешних блоков отклонения или управления направлением бурения вследствие только гидравлического контакта с абразивным стволом скважины.Elimination or minimization of wear of parts of external deviation blocks or control of the direction of drilling due to only hydraulic contact with the abrasive borehole.
Существенное уменьшение ударных нагрузок на бурильную компоновку низа бурильной колонны, поскольку буровой раствор, используемый для создания бокового гидравлического усилия, должен поглощать большую часть ударных нагрузок с увеличением, при этом увеличивая надежность КНБК.Significant reduction in shock loads on the drilling assembly of the bottom of the drill string, since the drilling fluid used to create lateral hydraulic force should absorb most of the shock loads with an increase, while increasing the reliability of the BHA.
Существенно пониженная стоимость новых блоков отклонения или управления направлением бурения вследствие уменьшенного числа частей и процессов изготовления.Significantly lower cost of new deviation blocks or control of the direction of drilling due to the reduced number of parts and manufacturing processes.
Уменьшение на порядок стоимости техобслуживания и эксплуатации, поскольку отсутствуют части блоков отклонения или управления направлением бурения, подвергающиеся воздействию контакта со стволом скважины (отсутствуют компоновочные узлы прижимных пластин, толкатели, отклоняющие опоры, поршни, тороидальный канал, твердосплавные наплавки, гайки и болты и другие части, которые в настоящее время требуют регулярной замены).Decrease in the cost of maintenance and operation costs, since there are no parts of the deviation or direction control blocks that are exposed to contact with the wellbore (there are no pressure plate assemblies, pushers, deflecting supports, pistons, a toroidal channel, carbide weld deposits, nuts and bolts, and other parts that currently require regular replacement).
Создание более гладкого ствола скважины вследствие отсутствия скребущих отклоняющих опор.Creating a smoother wellbore due to the lack of scraper deflecting supports.
Более высокая скорость проходки и уменьшенное время бурения, поскольку больший крутящий момент направлен на бурение, исключен или уменьшен механический контакт блоков отклонения или управления направлением бурения со стволом скважины, отбирающий крутящий момент при управлении направлением КНБК.Higher penetration rate and reduced drilling time, since more torque is directed to drilling, the mechanical contact of the deviation or direction control blocks with the wellbore is eliminated or reduced, which selects torque when controlling the direction of the BHA.
Повышенная надежность операций бурения вследствие уменьшения движущихся частей снаружи КНБК, отсутствия теряющихся в скважине частей.Increased reliability of drilling operations due to the reduction of moving parts outside the BHA, the absence of parts lost in the well.
Улучшенное управление направлением бурения через более мягкие пласты, поскольку боковое усилие, используемое для управления направлением бурения, распределяется только как давление и на гораздо большей площади ствола скважины. Improved control of the direction of drilling through softer formations, since the lateral force used to control the direction of drilling is distributed only as pressure and over a much larger area of the wellbore.
Улучшенная возможность работы при повышенных температурах вследствие исключения эластомерных частей.Improved ability to work at elevated temperatures due to the exclusion of elastomeric parts.
Управление направлением бурения бурильного инструмента получают приложением гидравлических усилий с одной стороны инструмента, таким образом, получая направление бурения инструмента в противоположном направлении. Часть бурового раствора отводят через ряд боковых отверстий и через узкий зазор между секцией управления направлением бурения инструмента и стволом скважины. Единовременно открывают только дроссельные отверстия с одной стороны инструмента для создания перепада давления в кольцевом пространстве между инструментом и стволом скважины между противоположными сторонами инструмента, таким образом создавая боковое гидравлическое усилие на инструменте, направляющее инструмент в противоположную сторону. Перепад давления создают в основном посредством давления, необходимого для проталкивания некоторого количества (расхода) бурового раствора через узкий зазор между инструментом и стволом скважины. Давление, необходимое для проталкивания бурового раствора через узкий зазор между инструментом и стволом скважины, создается перепадом давления внутри и снаружи бурильного инструмента. Новый подход требует регулируемого расхода части бурового раствора, проходящего через систему управления направлением бурения и выходящего в кольцевое пространство между инструментом и стволом скважины через узкий кольцевой зазор.The direction of drilling a drilling tool is obtained by applying hydraulic forces on one side of the tool, thereby obtaining the direction of drilling of the tool in the opposite direction. Part of the drilling fluid is diverted through a series of side holes and through a narrow gap between the section for controlling the direction of drilling the tool and the wellbore. Only throttle openings on one side of the tool are opened at a time to create a differential pressure in the annular space between the tool and the wellbore between opposite sides of the tool, thus creating a lateral hydraulic force on the tool, directing the tool in the opposite direction. The pressure drop is created mainly by the pressure necessary to push a certain amount (flow) of drilling fluid through a narrow gap between the tool and the wellbore. The pressure required to push the drilling fluid through the narrow gap between the tool and the wellbore is created by the pressure drop inside and outside the drilling tool. The new approach requires a controlled flow rate of a portion of the drilling fluid passing through the drilling direction control system and entering the annular space between the tool and the wellbore through a narrow annular gap.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУРBRIEF DESCRIPTION OF THE FIGURES
На Фиг.1 показана схема расположения боковых отверстий в буровом долоте.Figure 1 shows the location of the side holes in the drill bit.
На Фиг.2 показана схема расположения боковых отверстий в компоновке низа бурильной колонны.Figure 2 shows the layout of the side holes in the layout of the bottom of the drill string.
На Фиг.3 показана схема детали регулировки бокового отверстия, перемещающей дальний конец отверстия ближе к боковой поверхности ствола скважины.Figure 3 shows a detail of the adjustment of the side hole moving the far end of the hole closer to the side surface of the wellbore.
На Фиг.4 показана схема роторной управляемой системы позиционирования долота с использованием гидравлического усилия из бокового отверстия для перемещения бурового раствора на поворотный рычаг долота.Figure 4 shows a diagram of a rotary controlled bit positioning system using hydraulic force from a side hole to move the drilling fluid to the rotary bit lever.
На Фиг.5 показана схема размещения бокового отверстия в корпусе отклоняющей опоры направленного бурения.Figure 5 shows the layout of the side holes in the housing of the deflecting support directional drilling.
На Фиг.6 показан график, описывающий прогнозируемые соотношения между кольцевым зазором и боковым гидравлическим усилием при различных расходах.Figure 6 shows a graph describing the predicted relationship between the annular gap and the lateral hydraulic force at various costs.
На Фиг.7 показан график, описывающий прогнозируемые соотношения между расходом в боковом направлении и боковым гидравлическим усилием при различных величинах зазора.Fig. 7 is a graph describing the predicted relationships between lateral flow rate and lateral hydraulic force at various clearance values.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
На Фиг.1 показан способ для гидравлического управления направлением бурения скважинного бурильного инструмента без механического контакта секции управления направлением бурения инструмента со стволом 100 скважины. Значительное боковое гидравлическое усилие, действующее на скважинный инструмент, можно создать отводом части бурового раствора, выходящей с одной стороны инструмента, в относительно небольшой кольцевой зазор h между боковым краем инструмента 10 и стволом 100 скважины. Перепад давления, созданный таким образом вокруг инструмента/ долота 50 в кольцевом пространстве 110 между инструментом и стволом скважины, может создавать значительное боковое усилие, зависящее от геометрии потока (ширины зазора h и длины, размера бокового отверстия выхода бурового раствора и т.д.), перепада давления внутри и снаружи инструмента, свойств бурового раствора и других факторов. Боковое усилие на инструменте и/или долоте 50, созданное таким образом, может быть достаточным для обеспечения управления направлением бурения скважинных бурильных систем. Гидравлическое боковое усилие можно получать с использованием конструкции, аналогичной существующим блокам отклонения или управления направлением бурения, но имеющей множество боковых отверстий 40 (только одно показано в данном сечении), вместо существующих компоновок с отклоняющими опорами и поршнями. Выходное сечение бокового отверстия 40 должно находиться достаточно близко к стенке ствола 100 скважины или поверхности для обеспечения достаточно малого зазора h между боковым краем корпуса 10 инструмента, где размещено боковое отверстие 40, и стволом 100 скважины для создания достаточного перепада давления вокруг инструмента в кольцевом пространстве 110 между инструментом и стволом скважины. Боковое усилие можно также обеспечить с боковым отверстием 40, размещенным в части 10 с калибром ствола рядом с самим буровым долотом 50, где меньший зазор h между инструментом 50 и стволом 110 скважины проще поддерживать во время бурения (чем меньше зазор, тем больше гидравлическое боковое усилие).Figure 1 shows a method for hydraulic control of the direction of drilling of a downhole drilling tool without mechanical contact of the control section of the direction of drilling of the tool with the
Когда вся бурильная КНБК, включающая в себя боковые отверстия, вращается во время бурения, одно или несколько боковых отверстий открываются, только когда располагаются в положение, приблизительно противоположном необходимому изменению направления бурения, тогда как другие боковые отверстия закрыты, пока не расположатся в положение, приблизительно противоположном необходимому изменению направления бурения при вращении всей КНБК вокруг своей продольной оси. Соответствующее открытие и закрытие боковых отверстий или открытие и закрытие путей прохода бурового раствора к данным отверстиям можно получить и управлять им с использованием существующих способов открытия и закрытия проходов бурового раствора к управляющим направлением бурения отклоняющим опорам с использованием традиционного блока отклонения или управления направлением бурения и управления процессом с помощью традиционного блока управления, выполняющего необходимые измерения и функции контроля и управления направлением бурения. Например, клапан противоположного вращения, вращающийся с одинаковой скоростью, но в противоположном направлении с КНБК, можно использовать для открытия и закрытия путей прохода бурового раствора к боковым дроссельным отверстиям, таким образом, поддерживая подачу потока бурового раствора через боковые отверстия геостационарной, то есть в одном направлении/с одной ориентацией относительно земли, когда остальная часть бурильной КНБК вращается относительно земли. Поток бурового раствора через боковые отверстия удерживается геостационарным в боковом направлении, противоположном необходимому изменению в направлении бурения.When the entire drill BHA including side holes rotates during drilling, one or more side holes open only when they are in a position approximately opposite to the required change in drilling direction, while the other side holes are closed until they are in a position of approximately opposite to the necessary change in the direction of drilling during rotation of the entire BHA around its longitudinal axis. Corresponding opening and closing of the side openings or opening and closing the drilling fluid paths to these holes can be obtained and controlled using existing methods of opening and closing drilling fluid passages to the control direction of drilling of the deflecting supports using a traditional block of deviation or control of the direction of drilling and process control using a traditional control unit that performs the necessary measurements and functions to control and control the direction of the drill Nia. For example, an opposite-rotation valve, rotating at the same speed, but in the opposite direction with the BHA, can be used to open and close the drilling fluid paths to the side throttle openings, thus maintaining the flow of the drilling fluid through the side openings geostationary, i.e. in one direction / with one orientation relative to the ground when the rest of the drill BHA rotates relative to the ground. The flow of the drilling fluid through the lateral openings is kept geostationary in the lateral direction opposite to the necessary change in the direction of drilling.
Необходимое открытие и закрытие боковых отверстий или путей прохода бурового раствора к данным отверстиям также можно обеспечить другим средством, таким как поршневой или клапанный механизм, управляемый из блока управления, измеряющим относительное положение КНБК и ориентацию в реальном масштабе времени, или другим средством.The necessary opening and closing of the side openings or the paths of the passage of the drilling fluid to these openings can also be provided by other means, such as a piston or valve mechanism controlled from a control unit that measures the relative position of the BHA and the orientation in real time, or by other means.
Описанные способы и механизмы можно также использовать для направления бурильной КНБК на бурение вперед по прямой линии вдоль продольной оси. Например, роторный клапан, описанный выше, можно использовать для направления потока бурового раствора в одно или несколько боковых дроссельных отверстий для получения необходимого бокового гидравлического усилия и соответствующего перемещения бурового долота в противоположном направлении. Когда вращающийся клапан не удерживается геостационарным, но вместо этого вращается полностью или частично с остальной частью КНБК или частично вращается в направлении, противоположном вращению КНБК, буровой раствор эффективно направляется в боковые отверстия, когда они имеют различную ориентацию относительно земли, таким образом, прикладывая боковые гидравлические усилия во всех направлениях вокруг ствола скважины и, таким образом, направляя бурильную КНБК прямо вперед вдоль продольной оси. Другим способом направления КНБК для бурения прямо вперед является одновременное открытие боковых отверстий в одно время или закрытие боковых отверстий при бурении прямо вперед и обратное переключение в режим управления направлением бурения, когда КНБК начинает отклоняться от прямого пути.The described methods and mechanisms can also be used to direct the BHA to drill forward in a straight line along the longitudinal axis. For example, the rotary valve described above can be used to direct the flow of drilling fluid into one or more side throttle openings to obtain the necessary lateral hydraulic force and the corresponding movement of the drill bit in the opposite direction. When the rotary valve is not kept geostationary, but instead rotates fully or partially with the rest of the BHA or partially rotates in the opposite direction to the rotation of the BHA, the drilling fluid is effectively directed to the side openings when they have different orientations relative to the ground, thus applying side hydraulic efforts in all directions around the wellbore and thus directing the BHA directly ahead along the longitudinal axis. Another way to direct the BHA for drilling straight ahead is to simultaneously open the side holes at the same time or close the side holes when drilling straight ahead and switch back to control the direction of drilling when the BHA starts to deviate from the direct path.
В другом варианте осуществления, показанном на Фиг.4, предложенный способ можно использовать для управления направлением бурения бурильного инструмента 51, выпуская часть бурового раствора в кольцевое пространство с одной стороны бурильного инструмента между двумя интегральными частями самого скважинного инструмента, например между внутренним корпусом 52 инструмента и внешней втулкой 53, соединенными вместе карданным шарниром UJ, при этом внешняя втулка 53 соединена с корпусом 54 долота, и где угловое смещение оси втулки 53 и долота относительно оси внутреннего корпуса инструмента, обеспечивающее необходимое управление направлением бурения долота, получают аналогичным гидравлическим усилием. При открытии боковых отверстий, только когда они располагаются противоположно необходимому изменению в направлении бурения при вращении КНБК, и при использовании одного из способов, описанных выше для управления открытием и закрытием боковых отверстий, ось внешней втулки 53 и бурового долота удерживается с угловым смещением относительно остальной части КНБК, что управляет бурением инструмента в направлении углового смещения, с удержанием геостационарным на необходимом направлении бурения.In another embodiment, shown in FIG. 4, the proposed method can be used to control the direction of drilling of the
Существующие системы направленного бурения используют забойный турбодвигатель с отклоняющим переводником или роторную управляющую систему (РУС) с секцией управления направлением бурения для создания двухмерной или трехмерной траектории ствола скважины. Системы РУС имеют много преимуществ по сравнению с системами с забойными двигателями и используются сегодня для большинства мероприятий бурения. Существующие системы РУС используют технологии приложения боковой нагрузки к долоту или позиционирования долота для обеспечения необходимого управления направлением бурения бурильного инструмента.Existing directional drilling systems use a downhole turbo engine with a diverting sub or a rotary control system (RUS) with a drilling direction control section to create a two-dimensional or three-dimensional trajectory of the wellbore. RUS systems have many advantages over downhole motors and are used today for most drilling activities. Existing RUS systems use technologies to apply lateral load to the bit or position the bit to provide the necessary control of the direction of drilling of the drilling tool.
По большей части сегодняшний рынок бурения представлен системами, использующими технологию приложения боковой нагрузки к долоту, использующую механические отклоняющие опоры 200, пример которых частично показан на Фиг.5, выходящие радиально из бурильного инструмента и прижимающиеся к стволу 100 скважины для получения бокового усилия на инструменте, которое, в свою очередь, заставляет долото бурить в направлении, соответствующем боковому усилию, действующему на инструмент. Основной проблемой таких систем с отклоняющими опорами является высокий износ в результате контактов со стволом 100 скважины, приводящий к высоким затратам на изготовление и ремонт и, следовательно, высокой общей стоимости выполнения техобслуживания. Новаторский подход, предложенный в данном документе, минимизирует механические контакты со стволом скважины с целью управления направлением бурения.For the most part, the current drilling market is represented by systems using side-loading technology to the bit using mechanical deflecting supports 200, an example of which is partially shown in FIG. 5, radially exiting the drilling tool and pressing against the
Данные испытаний перепада давления показывают, что большой перепад давления и, таким образом, большое боковое усилие можно создать с используемым в настощее время перепадом давления внутри и снаружи бурильного инструмента и с выделением части имеющегося общего расхода бурового раствора.Differential pressure test data show that a large differential pressure and thus a large lateral force can be created with the currently used differential pressure inside and outside the drilling tool and with the allocation of part of the total flow rate of the drilling fluid.
На Фиг.6 и 7 обобщена данная взаимосвязь.6 and 7 summarizes this relationship.
Управление направлением бурения бурильного инструмента или бурового долота можно обеспечить приложением гидравлических усилий к одной стороне инструмента, таким образом, получая управление направлением бурения инструмента в противоположном направлении. Концепцию предложенного изобретения можно объяснить с использованием Фиг.2. Часть бурового раствора отводят через боковое дроссельное отверстие с расходом Qs в узкий зазор h между секцией 11 управления направлением бурения инструмента и стволом 100 скважины. Только отверстия 40 с одной стороны инструмента открыты для бокового потока с расходом Qs бурового раствора в это время для создания перепада давления Р1 - P2 между данной и противоположной сторонами инструмента и создания, таким образом, бокового гидравлического усилия Fs на инструменте и долоте, управляющего направлением инструмента и долота в противоположном направлении от направления бокового потока с расходом Qs. Перепад давления получают в основном давлением, требуемым для проталкивания некоторого количества бурового раствора при расходе Qs через узкий зазор между инструментом и стволом скважины (зазор h на Фиг.2). Давление, необходимое для проталкивания бурового раствора через узкий зазор h между инструментом и стволом скважины, обеспечивает перепад давления po внутри и давления р2 снаружи бурильного инструмента.The direction of drilling of a drilling tool or drill bit can be controlled by applying hydraulic forces to one side of the tool, thereby obtaining control of the direction of drilling of the tool in the opposite direction. The concept of the proposed invention can be explained using Figure 2. Part of the drilling fluid is diverted through the lateral throttle hole with a flow rate of Q s into a narrow gap h between the tool direction
В другом варианте осуществления боковой выпуск части бурового раствора с расходом Qs может вдавливаться в кольцевой зазор h между секцией 10 долота с калибром ствола скважины и стволом 100 скважины на примыкающей боковой стороне бурового долота 50, как показано на Фиг.1. Таким способом можно получить более высокое боковое гидравлическое усилие Fs для управления направлением бурения долота с меньшей потерей бурового раствора. Также данная система может быть менее сложной, поскольку исключает необходимость полностью отдельного управления направлением бурения секции/модуля скважинного инструмента. Например, регулятор расхода, то есть поворотный клапан, может являться частью блока управления, и боковые отверстия, использующиеся для управления направлением бурения, могут являться частью компоновки бурового долота. Традиционно, имеется отдельное управление направлением бурения секции/модуля, то есть блок отклонения, между буровым долотом и блоком управления. Если кольцевой зазор h между инструментом 50 на Фиг.1 или 11 на Фиг.2 и стволом 100 скважины слишком велик или может значительно изменяться во время бурения, можно использовать модифицированный корпус с дроссельным отверстием, пример которого показан на Фиг.3, создающим саморегулирующийся по ширине кольцевой зазор h. Давление p0 бурового раствора на внутреннем конце регулируемого адаптера должно толкать адаптер 300 радиально наружу, уменьшая при этом кольцевой зазор h. Когда кольцевой зазор h достаточно мал для создания давления бурового раствора на внешний конец адаптера 300 (в зазоре h), создающего усилие, направленное внутрь, на конце адаптера, равное усилию на адаптере, направленному наружу, от внутреннего давления бурового раствора, адаптер достигает состояния равновесия, в результате кольцевой зазор h может быть меньше, чем описанный в предыдущих вариантах. Размер регулируемого зазора h в основном зависит от геометрии адаптера, геометрии потока бурового раствора и перепада давления внутри и снаружи бурильного инструмента. Таким образом, необходимый саморегулирующийся кольцевой зазор h можно получить и поддерживать с тщательным определением и регулировкой данных параметров. Когда адаптер 300 не используют для целей управления направлением бурения и для предотвращения его чрезмерного радиального выхода из КНБК, можно использовать пружину или эластомер или другое средство для удержания адаптера дальше всего втянутым внутрь КНБК, пример чего показан на Фиг.3. В другом варианте осуществления предложенный способ можно использовать для получения управления направлением бурения бурильного инструмента посредством выпуска части бурового раствора с одной стороны бурильного инструмента между двумя интегральными частями самого скважинного инструмента, например между внутренним корпусом 52 инструмента и внешней втулкой 53, соединенными вместе карданным шарниром UJ, показанными на Фиг.4, где внешняя втулка 53 соединена с корпусом 54 долота, и угловое смещение оси втулки и долота относительно оси внутреннего корпуса инструмента, создающее необходимое управление направлением бурения долота, получают аналогичным гидравлическим усилием. Конкретную конструктивную концепцию, показанную на Фиг.4, можно оптимизировать для дополнительного сужения выхода бурового раствора между втулкой и внутренним корпусом инструмента, увеличивающего давление р1 между двумя частями, таким образом увеличивая перепад Р1 - P2 давления и увеличивая гидравлическое боковое усилие Fs, использующееся для управления направлением бурения.In another embodiment, the lateral outlet of a portion of the drilling fluid with a flow rate of Q s may be pressed into the annular gap h between the
Предложенный способ также можно использовать с существующими конструкциями бурильного инструмента для минимизирования абразивного износа и ударных нагрузок на инструмент, показанный на Фиг.5. Небольшое количество бурового раствора можно выпускать под давлением через отклоняющую опору 200 на месте 210 контакта отклоняющей опоры со стволом скважины для создания гидравлического усилия Fs, действующего на отклоняющую опору и уменьшающего или устраняющего механический контакт между отклоняющей опорой 200 и стволом 100 скважины. Поскольку зазор между действующей отклоняющей опорой и стволом скважины очень мал или практически не существует, когда отклоняющую опору поджимают к стволу скважины, только небольшое количество бурового раствора необходимо выпустить для получения относительно большого гидравлического бокового усилия между отклоняющей опорой 200 и стволом 100 скважины и, таким образом, минимизировать или устранить механический контакт между отклоняющей опорой 200 и стволом 100 скважины.The proposed method can also be used with existing drill tool designs to minimize abrasive wear and impact loads on the tool shown in FIG. 5. A small amount of drilling fluid can be discharged under pressure through the
Оценки боковых гидравлических усилий применительно к способу управления направлением бурения, описанному в данном документе, показаны на Фиг.6 и 7. Давление в кольцевом зазоре h между инструментом и стволом скважины, использовавшееся для расчета данных боковых гидравлических усилий, оценивали на основе данных измеренного скачка давления при прокачивании воды через сопло на забое скважины с равной общей площадью сечения выпуска бурового раствора (общей площади сечения всех отверстий сопел). Распределение давления в кольцевом зазоре приняли соответствующим измеренному перепаду давления через сопло на забое скважины для аналогичной общей площади сечения потока, то есть поток бурового раствора в кольцевом зазоре h требует одинакового давления для достижения одинакового расхода с потоком бурового раствора через сопло для одинаковой площади сечения потока (общей площади отверстий сопел). Поскольку площадь сечения потока в кольцевом зазоре h поступательно увеличивается с увеличением расстояния от бокового отверстия, давление в зазоре оценивали при различных радиальных расстояниях от бокового отверстия и боковое усилие подсчитывали как сумму произведений каждого дискретного давления и соответствующей площади инструмента. Хотя данные оценки давления и силы основаны на данных испытаний различных систем подачи, они обеспечивают аппроксимацию распределения давления в кольцевом зазоре h и бокового гидравлического усилия Fs в рассматриваемой бурильной системе.Estimates of lateral hydraulic forces as applied to the drilling direction control method described herein are shown in FIGS. 6 and 7. The pressure in the annular gap h between the tool and the wellbore used to calculate the lateral hydraulic forces was estimated based on the measured pressure jump when pumping water through a nozzle at the bottom of the well with an equal total cross-sectional area of the drilling fluid outlet (total cross-sectional area of all nozzle openings). The pressure distribution in the annular gap was taken to correspond to the measured pressure drop through the nozzle at the bottom of the well for a similar total flow cross-sectional area, i.e., the mud flow in the annular gap h requires the same pressure to achieve the same flow rate with the mud flow through the nozzle for the same flow cross-sectional area ( total nozzle opening area). Since the cross-sectional area of the flow in the annular gap h progressively increases with increasing distance from the side hole, the pressure in the gap was estimated at various radial distances from the side hole and the lateral force was calculated as the sum of the products of each discrete pressure and the corresponding tool area. Although these pressure and force estimates are based on test data from various feed systems, they provide an approximation of the pressure distribution in the annular gap h and the lateral hydraulic force F s in the drilling system in question.
Как показано на Фиг.6 и 7, боковые гидравлические усилия, превышающие усилия отклоняющей опоры сравнимой серийной бурильной системы, показанной как стандартная система отклоняющей опоры, можно получить для многих рабочих значений расходов и кольцевых зазоров, зависящих от размера бурящегося ствола, среди других факторов. Для вариантов на Фиг.6 и 7 рабочие значения расходов через боковые отверстия (боковые расходы) могут составлять порядка 100 галл/мин (380 л/мин) и рабочие значения кольцевого зазора h могут составлять порядка 2 мм, но другие боковые расходы и кольцевые зазоры также могут являться рабочими. Например, более узкий кольцевой зазор h может являться рабочим для способа и механизма, показанного на Фиг.3, с дополнительным увеличением бокового гидравлического усилия и уменьшением требуемого бокового расхода для эффективного управления направлением бурения бурящей КНБК.As shown in FIGS. 6 and 7, lateral hydraulic forces exceeding the deflection support forces of a comparable serial drilling system, shown as a standard deflection support system, can be obtained for many operating flow rates and annular clearances, depending on the size of the borehole, among other factors. For the variants of FIGS. 6 and 7, the operating values of the flow rates through the lateral openings (lateral flow rates) can be of the order of 100 gall / min (380 l / min) and the operating values of the annular gap h can be of the order of 2 mm, but other lateral flow rates and ring gaps may also be workers. For example, a narrower annular gap h may be operational for the method and mechanism shown in FIG. 3, with an additional increase in lateral hydraulic force and a decrease in the required lateral flow to effectively control the drilling direction of the drilling BHA.
Кроме того, для получения более высокого давления в кольцевом зазоре h и, следовательно, более высокого бокового усилия Fs для гидравлического управления направлением бурения бурильного инструмента геометрию кольцевого потока можно измененять так, что больший перепад давления создают в кольцевом зазоре, как вблизи, так и на удалении от бокового отверстия, для одинакового номинального кольцевого зазора h и одинакового бокового расхода Qs бурового раствора. Например, боковой поток можно выпустить в локализованный кольцевой зазор в нескольких точках в разных направлениях для создания большего перепада давления и более высокого давления на большей площади кольцевого зазора, создавая более значительное боковое усилие (то есть несколько боковых потоков в одном кольцевом зазоре могут иметь противоток, таким образом, возможно, создавая больший перепад давления перед выходом бурового раствора из площади кольцевого зазора). Другие способы, для примера, без ограничения, включают в себя изменение геометрии потока и инструмента, свойства бурового раствора и перепады давления могут меняться для лучшего оптимизирования гидравлических боковых усилий на бурильном инструменте, обеспечивая, тем самым, адекватное управление направлением бурения с минимумом нарушений потока бурового раствора через буровое долото.In addition, in order to obtain a higher pressure in the annular gap h and, therefore, a higher lateral force F s for hydraulically controlling the direction of drilling a drilling tool, the geometry of the annular flow can be changed so that a greater pressure drop is created in the annular gap, both close and away from the side hole, for the same nominal annular gap h and the same lateral flow rate Q s of the drilling fluid. For example, the lateral flow can be released into a localized annular gap at several points in different directions to create a greater pressure drop and higher pressure over a larger area of the annular gap, creating more significant lateral force (i.e., several lateral flows in one annular gap may have a counterflow, thus possibly creating a greater pressure drop before the drilling fluid leaves the annular gap area). Other methods, for example, without limitation, include changing the geometry of the flow and tool, the properties of the drilling fluid and pressure drops can be changed to better optimize the hydraulic lateral forces on the drilling tool, thereby ensuring adequate control of the direction of drilling with a minimum of disturbance in the flow of the drilling mud through the drill bit.
Описан ряд вариантов осуществления изобретения и его альтернатив. Приведенное выше описание включает в себя считающиеся, по мнению изобретателей, наилучшими вариантами осуществления изобретения, однако описаны не все возможные альтернативы. По этой причине объем и ограничения настоящего изобретения не сводятся к приведенному выше описанию, но вместо этого определяются и широко толкуются прилагаемой формулой изобретения.A number of embodiments of the invention and its alternatives are described. The above description includes, according to the inventors, considered the best options for carrying out the invention, however, not all possible alternatives are described. For this reason, the scope and limitations of the present invention are not limited to the above description, but are instead defined and broadly interpreted by the appended claims.
Claims (17)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/945,383 | 2007-11-27 | ||
| US11/945,383 US20090133931A1 (en) | 2007-11-27 | 2007-11-27 | Method and apparatus for hydraulic steering of downhole rotary drilling systems |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010126088A RU2010126088A (en) | 2012-01-10 |
| RU2455448C2 true RU2455448C2 (en) | 2012-07-10 |
Family
ID=40668759
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010126088/03A RU2455448C2 (en) | 2007-11-27 | 2008-11-24 | Method and device for hydraulic control of well rotor drilling systems |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20090133931A1 (en) |
| EP (1) | EP2225439A2 (en) |
| JP (1) | JP2011518967A (en) |
| CN (1) | CN102112700B (en) |
| CA (1) | CA2706850C (en) |
| RU (1) | RU2455448C2 (en) |
| WO (1) | WO2009070521A2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2660711C1 (en) * | 2014-12-29 | 2018-07-09 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Casing of variable stiffness with fixed bending for directed drilling |
| RU2691034C2 (en) * | 2014-11-06 | 2019-06-07 | Дженерал Электрик Компани | Drilling direction control system and method |
| US11852015B2 (en) | 2019-04-15 | 2023-12-26 | Sparrow Downhole Tools Ltd. | Rotary steerable drilling system |
| RU2817301C2 (en) * | 2019-04-15 | 2024-04-12 | Спарроу Даунхоул Тулз Лтд. | Rotary controlled drilling system |
Families Citing this family (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090133931A1 (en) * | 2007-11-27 | 2009-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for hydraulic steering of downhole rotary drilling systems |
| US20100101867A1 (en) * | 2008-10-27 | 2010-04-29 | Olivier Sindt | Self-stabilized and anti-whirl drill bits and bottom-hole assemblies and systems for using the same |
| US20100101864A1 (en) * | 2008-10-27 | 2010-04-29 | Olivier Sindt | Anti-whirl drill bits, wellsite systems, and methods of using the same |
| US8087479B2 (en) * | 2009-08-04 | 2012-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with an adjustable steering device |
| US8235145B2 (en) * | 2009-12-11 | 2012-08-07 | Schlumberger Technology Corporation | Gauge pads, cutters, rotary components, and methods for directional drilling |
| EP2614209B1 (en) | 2010-09-09 | 2017-03-15 | National Oilwell Varco, L.P. | Downhole rotary drilling apparatus with formation-interfacing members and control system |
| US8869916B2 (en) | 2010-09-09 | 2014-10-28 | National Oilwell Varco, L.P. | Rotary steerable push-the-bit drilling apparatus with self-cleaning fluid filter |
| US9080399B2 (en) | 2011-06-14 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools including retractable pads, cartridges including retractable pads for such tools, and related methods |
| US9085941B2 (en) | 2012-02-10 | 2015-07-21 | David R. Hall | Downhole tool piston assembly |
| US9121223B2 (en) | 2012-07-11 | 2015-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling system with flow control valve |
| CN104215374B (en) * | 2013-05-30 | 2016-06-22 | 中国石油化工股份有限公司 | For testing the devices and methods therefor certainly entering power of self-advancing type nozzle |
| US10161196B2 (en) | 2014-02-14 | 2018-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Individually variably configurable drag members in an anti-rotation device |
| CA2933812C (en) | 2014-02-14 | 2018-10-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Uniformly variably configurable drag members in an anti-rotation device |
| WO2015122918A1 (en) | 2014-02-14 | 2015-08-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Drilling shaft deflection device |
| US9869140B2 (en) | 2014-07-07 | 2018-01-16 | Schlumberger Technology Corporation | Steering system for drill string |
| BR112017003046A2 (en) * | 2014-09-16 | 2018-02-27 | Halliburton Energy Services Inc | directional drilling system and directional drilling method |
| US9797204B2 (en) | 2014-09-18 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Releasable locking mechanism for locking a housing to a drilling shaft of a rotary drilling system |
| US10494871B2 (en) | 2014-10-16 | 2019-12-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Modeling and simulation of drill strings with adaptive systems |
| EP3207206B1 (en) * | 2014-10-16 | 2021-06-23 | Baker Hughes Holdings LLC | Drill bit with self-adjusting pads |
| CA2964748C (en) | 2014-11-19 | 2019-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling direction correction of a steerable subterranean drill in view of a detected formation tendency |
| US10633924B2 (en) | 2015-05-20 | 2020-04-28 | Schlumberger Technology Corporation | Directional drilling steering actuators |
| WO2017065724A1 (en) | 2015-10-12 | 2017-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary steerable drilling tool and method |
| US10273759B2 (en) | 2015-12-17 | 2019-04-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting earth-boring tools and related systems and methods |
| US10487589B2 (en) | 2016-01-20 | 2019-11-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth-boring tools, depth-of-cut limiters, and methods of forming or servicing a wellbore |
| US10508323B2 (en) | 2016-01-20 | 2019-12-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method and apparatus for securing bodies using shape memory materials |
| US10280479B2 (en) | 2016-01-20 | 2019-05-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth-boring tools and methods for forming earth-boring tools using shape memory materials |
| US10907412B2 (en) | 2016-03-31 | 2021-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Equipment string communication and steering |
| CN106930697A (en) * | 2017-04-21 | 2017-07-07 | 中国石油天然气集团公司 | A kind of three supports palm pushing type rotary steering control algolithm, device and system |
| US10633929B2 (en) | 2017-07-28 | 2020-04-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Self-adjusting earth-boring tools and related systems |
| WO2019135775A1 (en) * | 2018-01-08 | 2019-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Activation and control of downhole tools including a non-rotating power section option |
| WO2020005297A1 (en) * | 2018-06-29 | 2020-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-lateral entry tool with independent control of functions |
| WO2020122930A1 (en) * | 2018-12-14 | 2020-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using solenoid characteristics for performance diagnostics on rotary steerable systems |
| US11753871B2 (en) * | 2021-02-24 | 2023-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary steerable system for wellbore drilling |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4836301A (en) * | 1986-05-16 | 1989-06-06 | Shell Oil Company | Method and apparatus for directional drilling |
| US4850440A (en) * | 1986-08-13 | 1989-07-25 | Smet Nic H W | Method and device for making a hole in the ground |
| US4930586A (en) * | 1989-05-12 | 1990-06-05 | Ben Wade Oakes Dickinson, III | Hydraulic drilling apparatus and method |
| RU2072419C1 (en) * | 1991-11-01 | 1997-01-27 | Амоко Корпорейшн | Device for drilling curved bore-hole |
| US6012536A (en) * | 1996-02-27 | 2000-01-11 | Tracto-Technik Schmidt Spezialmaschinen | Method for steering a ground-drilling machine |
Family Cites Families (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2167194A (en) * | 1936-03-14 | 1939-07-25 | Lane Wells Co | Apparatus for deflecting drill holes |
| US2710170A (en) * | 1955-04-01 | 1955-06-07 | Herman G Livingston | Apparatus for deflecting and reaming drill holes |
| US2873092A (en) * | 1957-11-14 | 1959-02-10 | Roy P Dwyer | Jet deflection method of deviating a bore hole |
| US4241796A (en) * | 1979-11-15 | 1980-12-30 | Terra Tek, Inc. | Active drill stabilizer assembly |
| US4416339A (en) * | 1982-01-21 | 1983-11-22 | Baker Royce E | Bit guidance device and method |
| US4610321A (en) * | 1985-03-25 | 1986-09-09 | Whaling Michael H | Cavitating jet device |
| US4637479A (en) * | 1985-05-31 | 1987-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for controlled directional drilling of boreholes |
| US4790394A (en) * | 1986-04-18 | 1988-12-13 | Ben Wade Oakes Dickinson, III | Hydraulic drilling apparatus and method |
| US4787465A (en) * | 1986-04-18 | 1988-11-29 | Ben Wade Oakes Dickinson Iii Et Al. | Hydraulic drilling apparatus and method |
| US4991667A (en) * | 1989-11-17 | 1991-02-12 | Ben Wade Oakes Dickinson, III | Hydraulic drilling apparatus and method |
| GB8926689D0 (en) | 1989-11-25 | 1990-01-17 | Reed Tool Co | Improvements in or relating to rotary drill bits |
| US5111892A (en) | 1990-10-03 | 1992-05-12 | Sinor L Allen | Imbalance compensated drill bit with hydrostatic bearing |
| US5553678A (en) | 1991-08-30 | 1996-09-10 | Camco International Inc. | Modulated bias units for steerable rotary drilling systems |
| US5503236A (en) * | 1993-09-03 | 1996-04-02 | Baker Hughes Incorporated | Swivel/tilting bit crown for earth-boring drills |
| US5467834A (en) * | 1994-08-08 | 1995-11-21 | Maverick Tool Company | Method and apparatus for short radius drilling of curved boreholes |
| US5547031A (en) * | 1995-02-24 | 1996-08-20 | Amoco Corporation | Orientation control mechanism |
| US6609579B2 (en) * | 1997-01-30 | 2003-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Drilling assembly with a steering device for coiled-tubing operations |
| GB9708428D0 (en) * | 1997-04-26 | 1997-06-18 | Camco Int Uk Ltd | Improvements in or relating to rotary drill bits |
| BE1011266A3 (en) | 1997-07-08 | 1999-07-06 | Dresser Ind | Core. |
| US6116354A (en) * | 1999-03-19 | 2000-09-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotary steerable system for use in drilling deviated wells |
| US6257356B1 (en) * | 1999-10-06 | 2001-07-10 | Aps Technology, Inc. | Magnetorheological fluid apparatus, especially adapted for use in a steerable drill string, and a method of using same |
| CN2473326Y (en) * | 2001-02-23 | 2002-01-23 | 胜利石油管理局钻井工艺研究院 | Modulating type bias guide tool |
| US6840336B2 (en) * | 2001-06-05 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling tool with non-rotating sleeve |
| US7287604B2 (en) * | 2003-09-15 | 2007-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Steerable bit assembly and methods |
| US7357182B2 (en) * | 2004-05-06 | 2008-04-15 | Horizontal Expansion Tech, Llc | Method and apparatus for completing lateral channels from an existing oil or gas well |
| US7360610B2 (en) * | 2005-11-21 | 2008-04-22 | Hall David R | Drill bit assembly for directional drilling |
| US7503405B2 (en) * | 2005-11-21 | 2009-03-17 | Hall David R | Rotary valve for steering a drill string |
| US7413034B2 (en) * | 2006-04-07 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Steering tool |
| US8967296B2 (en) * | 2006-05-31 | 2015-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable drilling apparatus and method |
| US7600420B2 (en) * | 2006-11-21 | 2009-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods to perform downhole measurements associated with subterranean formation evaluation |
| US7669669B2 (en) * | 2007-07-30 | 2010-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | Tool face sensor method |
| GB2452709B (en) * | 2007-09-11 | 2011-01-26 | Schlumberger Holdings | Drill bit |
| US20090133931A1 (en) * | 2007-11-27 | 2009-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for hydraulic steering of downhole rotary drilling systems |
| US7681665B2 (en) * | 2008-03-04 | 2010-03-23 | Smith International, Inc. | Downhole hydraulic control system |
-
2007
- 2007-11-27 US US11/945,383 patent/US20090133931A1/en not_active Abandoned
-
2008
- 2008-11-24 JP JP2010536089A patent/JP2011518967A/en active Pending
- 2008-11-24 CA CA2706850A patent/CA2706850C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-24 EP EP08854282A patent/EP2225439A2/en not_active Withdrawn
- 2008-11-24 RU RU2010126088/03A patent/RU2455448C2/en not_active IP Right Cessation
- 2008-11-24 CN CN200880125494.9A patent/CN102112700B/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-24 WO PCT/US2008/084486 patent/WO2009070521A2/en active Application Filing
-
2010
- 2010-11-29 US US12/955,609 patent/US8302703B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4836301A (en) * | 1986-05-16 | 1989-06-06 | Shell Oil Company | Method and apparatus for directional drilling |
| US4850440A (en) * | 1986-08-13 | 1989-07-25 | Smet Nic H W | Method and device for making a hole in the ground |
| US4930586A (en) * | 1989-05-12 | 1990-06-05 | Ben Wade Oakes Dickinson, III | Hydraulic drilling apparatus and method |
| RU2072419C1 (en) * | 1991-11-01 | 1997-01-27 | Амоко Корпорейшн | Device for drilling curved bore-hole |
| US6012536A (en) * | 1996-02-27 | 2000-01-11 | Tracto-Technik Schmidt Spezialmaschinen | Method for steering a ground-drilling machine |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2691034C2 (en) * | 2014-11-06 | 2019-06-07 | Дженерал Электрик Компани | Drilling direction control system and method |
| RU2660711C1 (en) * | 2014-12-29 | 2018-07-09 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Casing of variable stiffness with fixed bending for directed drilling |
| US11852015B2 (en) | 2019-04-15 | 2023-12-26 | Sparrow Downhole Tools Ltd. | Rotary steerable drilling system |
| RU2817301C2 (en) * | 2019-04-15 | 2024-04-12 | Спарроу Даунхоул Тулз Лтд. | Rotary controlled drilling system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN102112700A (en) | 2011-06-29 |
| US20090133931A1 (en) | 2009-05-28 |
| WO2009070521A2 (en) | 2009-06-04 |
| CA2706850A1 (en) | 2009-06-04 |
| US8302703B2 (en) | 2012-11-06 |
| CN102112700B (en) | 2014-06-18 |
| EP2225439A2 (en) | 2010-09-08 |
| CA2706850C (en) | 2013-10-15 |
| JP2011518967A (en) | 2011-06-30 |
| WO2009070521A3 (en) | 2011-05-12 |
| WO2009070521A8 (en) | 2009-07-16 |
| RU2010126088A (en) | 2012-01-10 |
| US20110162890A1 (en) | 2011-07-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2455448C2 (en) | Method and device for hydraulic control of well rotor drilling systems | |
| US7849936B2 (en) | Steerable rotary directional drilling tool for drilling boreholes | |
| US8141657B2 (en) | Steerable rotary directional drilling tool for drilling boreholes | |
| CN111295497B (en) | Rotary guide system with actuator having link | |
| CA1307519C (en) | Apparatus and method for installing a conduit with an arcuate bore | |
| US20060157283A1 (en) | Steerable drilling system | |
| WO2003087526A1 (en) | Stabiliser, jetting and circulating tool | |
| US20070261886A1 (en) | Core drill assembly with adjustable total flow area and restricted flow between outer and inner barrel assemblies | |
| US11506018B2 (en) | Steering assembly control valve | |
| US11168523B2 (en) | Rotary steerable drill string | |
| US11187042B2 (en) | Curved piston liner and integral pad assembly | |
| CN218816237U (en) | Mud power lateral force generating device | |
| RU2179226C2 (en) | Knuckle joint | |
| US10563460B2 (en) | Actuator controlled variable flow area stator for flow splitting in down-hole tools | |
| RU2765025C1 (en) | Method for drilling inclined-directional well and device for its implementation | |
| US11668146B2 (en) | Piston shut-off valve for rotary steerable tool | |
| US11946373B2 (en) | Flow control choke with curved interfaces for wellbore drilling operations | |
| US11021910B2 (en) | Sealing assembly and related methods |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171125 |